2001年，中原油田液化天然气(LNG)生产项目的投产，在国内提供了一种全新的燃气供应方式。2004年7月，新疆广汇液化天然气发展有限责任公司投资的更大规模LNG项目(处理气态天然气量为150×104 m3/d)建成投产，为LNG的应用推广提供了更为充足的气源。随着福建省安然燃气投资有限公司投资建设的德化、闽清、晋江LNG卫星站的建成投产，福建省将引入LNG向卫星站周边区域实施供气，为燃气用户提供经济、环保、安全、便利的天然气。
小型LNG供气是通过公路或铁路，使用槽车或罐式集装箱运送到用气地点[1]。这与LPG十分相似，但工艺与设备又有很大区别。这种供气方式出现以后，发展极为迅速，展现了其强大的生命力阻[2～4]。本文将介绍中小规模LNG的供气技术，初步判断其应用范围。
1 LNG供气技术
① 低温储罐与压力式低温储存
LNG气化站采用的是压力式低温储存方式，即储罐工作在承压的低温状态下。储罐工作压力一般选在0.3～0.6 MPa，工作温度在-160℃左右，低温储罐的设计压力一般在1 MPa左右，设计温度为-196℃[4]。低温储罐的结构见图1。
低温储罐为双层结构，内胆储存低温液体，承受介质的压力和低温，内胆的材料采用耐低温合金钢(0Crl8Ni9)；外壳为内胆的保护层，与内胆之间保持一定间距，形成绝热空间，承受内胆和介质的重力荷载以及绝热层的真空负压。外壳不接触低温，采用容器钢制作。绝热层大多填充珠光砂，抽高真空。低温储罐蒸发率一般低于0.2%。
② 低温储罐的减压原理
为了防止热泄漏引起的罐内压力升高，压力式低温储罐采用释放罐内气体的方法控制压力。如图2所示，在储罐的气相管道上设置自动减压阀，当储罐内压力升高到设定值时，减压阀便缓慢打开，将罐内气体放出；当压力降回到设定值以下时，减压阀自动关闭。释放出的气体一般不排人大气，后续的工艺会将其回收利用，这部分气体简称BOG(低温储罐内自然蒸发的气体)。
③ 低温储罐的增压原理
低温储罐的出液以储罐的自压为动力。液体送出后，液位下降，气相空间增大，导致罐内压力下降。因此，必须不断向罐内补充气体，维持罐内压力不变，才能满足工艺要求。如图2所示，在储罐的下面设有一个增压气化器和一个增压阀。增压气化器是空温式气化器，它的安装高度要低于储罐的最低液位。增压阀与减压阀的动作相反，当阀的出口压力低于设定值时打开，而压力回升到设定值以上时关闭。
增压过程如下：当罐内压力低于增压阀的设定值时，增压阀打开，罐内液体靠液位差缓流入增压气化器，液体气化产生的气体流经增压阀和气相管补充到储罐内。气体的不断补充使得罐内压力回升，当压力回升到增压阀设定值以上时，增压阀关闭。这时，增压气化器内的压力会阻止液体继续流入，增压过程结束。
④ 低温储罐工作压力的确定
从减压和增压的原理可以看出，储罐工作过程中的压力实际上是波动的，波动范围的上限由减压阀设定，下限由增压阀设定。由于这两个调节阀精度上的原因，上下限之间需要有一个基本的范围，以保证互不干扰，这个范围(即压力波动的上限与下限之差)应在0.05 MPa以上，合适的范围应在设备调试中确定。
储罐的工作压力由后续的工艺要求决定，对于一般的民用或工业用气化站，气化站的出站压力一般为O.2～0.4 MPa，储罐压力至少比这个压力高0.1 MPa。因此，LNG气化站低温储罐的工作压力一般为0.3～0.6 MPa。储罐能够实现的工作压力由4个因素决定：储罐的设计压力、减压阀的设定值、增压阀的设定值、安全阀的设定值。
⑤ 低温槽车卸车工艺
与LPG不同，LNG与环境有很大温差，有很大的冷能，所以LNG卸车不需要额外消耗动力，完全可以利用温差进行。低温槽车一般有两个接口，一个液相口，一个气相口。卸车过程中，液相口经管道连接到站内低温储罐的进液口，用来输送液体；而气相管道的作用是在液体卸完后回收槽车内气体。
LNG槽车卸车流程见图3。利用槽车自身的增压装置给槽车储罐升压，使其压力比站内储罐压力高0.1 MPa以上，然后打开液相阀门，液体便流入LNG站内的储罐。液体卸完后，通过气相管将槽车内的气体回收到BOG储罐中，卸车完成。
⑥ 气化、调压和BOG气体处理
LNG的气化、调压工艺流程与LPG相似，见图4。不同的是气化器一般采用空温式气化器，充分利用LNG的冷能，节省能源。在寒冷地区，冬季环境温度很低的情况下，会使得气化后的气体温度很低(一般比环境温度低10℃)，后续的管道、设备等可能承受不了。因此，气化后一般要经过加热装置将气体升温，以便达到允许的温度，加热装置一般用温水加热方式。
调压与BOG气体的处理要结合起来考虑，使得BOG其他得到回收利用。储罐和其他部位产生的BOG气体经加热后，经调压、计量、加臭后进入出站管道。
2 LNG气化站的造价与运行成本
2.1 LNG卫星站
① 工艺流程
如图4所示，LNG通过低温汽车槽车运至LNG卫星站，通过卸车台设置的卧式专用卸车增压器对汽车槽车储罐增压，利用压差将LNG送至卫星站低温LNG储罐。工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6 MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10℃，压力为0.45～0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入城市输配管网，送入各类用户[3]。
② 主要设备、设施及概算
a.气化站(总储量为100 m3)的主要设备、设施及造价见表1。
b.气化站(总储量为200 m3)的主要设备、设施及造价见表2。
c.气化站(总储量400 m3)的主要设备、设施及造价见表3。
③运行成本
LNG卫星站的运行成本(不含税)见表4。
2.2 LNG橇装气化站
① 工艺流程
LNG橇装气化站的工艺流程与LNG卫星站类似，其区别在于LNG橇装气化站将储存、气化、调压、计量、加臭装置都集中安装在一个橇座上，机动灵活，建站速度陕，配套设施造价低，但供气规模有限(储量为40 m3以下)。LNG橇装气化站的实例见图5。
② 主要设备、设施及造价
橇块上配置的设备、设施有卸车装置(包括相关管道及卸车接口)、气化装置、控制系统(含调压装置)、管道系统、配电装置(防爆型)、安全防火装置(包括紧急放空、可燃气体监测、火焰探测等)、照明装置(防爆型)、用户选装装置(如加臭装置、计量装置)、基座及吊装装置。
站区相应配套设备、设施有：围堰、设备基础(对于无动力设备的橇块，只需设置混凝土平台)、安全控制系统的报警装置及远程手动控制装置、消火栓及配套装置、动力配电装置、仪表风系统(气泵或高压氮气瓶)、站房及站区土建、给排水、照明、通信等。
LNG橇装气化站造价(不含征地费)见表5。
③ 运行成本
LNG橇装气化站的运行成本见表6。
2.3 LNG瓶组气化站
① 工艺流程
LNG瓶组气化站的工艺流程见图6。
LNG钢瓶通过汽车运至LNG瓶组气化站，工作条件下，钢瓶自带增压器将钢瓶的LNG增压到0.6 MPa。增压后的低温LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度比环境温度低10 ℃，压力为0.45～0.60 MPa，当空温式气化器出口的天然气温度达不到5 ℃以上时，通过水浴式加热器升温，最后经调压(调压器出口压力为0.35 MPa)、计量、加臭后进入输配管网，送入各类用户[3]。LNG瓶组气化站的实例见图7。
② 主要设备、设施及造价
瓶组气化站的主要设备、设施及造价见表7。
③ 运行成本
LNG瓶组气化站的运行成本见表8。
3 经济分析与应用范围
对LNG卫星站、LNG橇装气化站、LNG瓶组气化站的经济分析见表9，其中LNG瓶组气化站LNG进价为2.8元/m3，LNG卫星站、LNG橇装气化站LNG进价为2.25元/m3。
LNC瓶组气化站经济成本为3.4元/m3，LNG橇装气化站经济成本为3.0元/m3，LNG卫星站经济成本为2.5元/m3。
3种站场的应用范围如下：
当居民用户总规模为1200户以下(即供气规模为18.5×104m3/a以下)时适用LPG瓶组气化站。
当居民用户总规模为1200～2000户(即供气规模为18.5×104～29.2×104m3/a)时适用LNG瓶组气化站。
当居民用户总规模为4100～20000户(即供气规模为60.3×104～288.0×104 m3/a)时适用LNG橇装气化站(储存规模为25～40 m3)。
当居民用户总规模为27000～48000户(即供气规模为400×104～712×104 m3/a)时适用储存规模为100 m3的LNG卫星站。
当居民用户总规模为48000～97000户(即供气规模为712×104～1424×104 m3/a)时适用储存规模为200 m3的LNG卫星站。
当居民用户总规模为97000～194000户(即供气规模为1424×104～2 848×104 m3/a)时适用储存规模为400 m3的LNG卫星站。
参考文献：
[1] 江金华，弓燕舞.液化天然气罐式集装箱公路运输的分析[J].煤气与热力，2004，24(11)：644-646.
[2] 刘建海，何贵龙，杨起华，等.小区液化天然气供气站的探讨[J].煤气与热力，2003，23(1)：50-52.
[3] 刘新领.LNG供气站的建设[J].煤气与热力，2002，22(1)：35-36.
[4] 顾安忠，鲁雪生，石玉美，等.液化天然气技术[M].北京：机械工业出版社，2003.
